解决新能源消纳问题还需加快电力体制改革

来源:经济预测部   作者:朱敏   时间:2017-03-24

当前造成新能源消纳难、并网难困境不仅仅是新能源自身特点造成,更是当前电力体制下利益关系不畅、形成“风火竞争”“光火竞争”局面的必然结果。要从根本上解决新能源消纳难题,需从加快技术创新和扫除体制障碍两个方面入手,只有理顺新能源和传统化石能源的利益关系,同时大力发展调峰电源,变竞争关系为互补关系,才能从根本上消除新能源发展的瓶颈问题,促进新能源市场的更快扩张。

一、新能源消纳难、并网难仍然是一个挥之不去的老问题

近些年来,尽管风电、光伏等新能源发展迅速,但由于资源富集地与电力消费地不匹配、技术因素以及体制障碍导致的新能源消纳难、并网难仍是困扰行业发展的难题。目前,一方面是政府大力扶持新能源建设,另一方面却是大量的弃风弃光现象,光伏与风能发电有较多无处可用的尴尬境地。我国新能源面临着严重的“弃风(弃光)限电”问题,导致新能源开发不得不转向低风速、低光照地区,这些地区尽管没有消纳问题,但可开发的资源非常有限,且面临复杂的开发环境。尽管国家政策红利不断向新能源倾斜,但是弃风、弃水、弃光等问题依然存在,限制非化石能源出力。2014年我国并网风电平均利用小时1905小时,同比减少120小时。目前,我国光伏发电装机在电力结构中比重占有7%,新增电力结构中比重占15%左右,在全国总发电量结构中占2.5%3%。而据国家能源局的统计,20151-9月,全国弃光率为10%2015年上半年弃风率为15.2%,同比上升6.8个百分点。其中甘肃弃光率达28%,居全国之首。目前弃风限电主要在蒙西(弃风率20%)和甘肃(弃风率31%)等地。

国家能源局2015年初开始就明确了国内光伏电站的发展方向,重点推广分布式项目,同时严格限制地面电站的额度,其中一个重要原因就是避免行业非理性发展,出现大面积的限电问题。光伏限电问题已经在甘肃地区出现,20147月,国家能源局发布了《可再生能源发电并网驻点甘肃监管报告》,《报告》提出的六方面问题就包括“电源、电网建设配套衔接不够”、“存在弃风、弃光现象”、“电网企业办理接入系统、并网验收工作不完善”等。根据甘肃省各发电企业弃风统计数据汇总,甘肃省2013年弃风电量31.02亿千瓦时,占全国弃风电量的19.11%,弃风率20.65%2013年弃光电量约为3.03亿千瓦时,弃光率约为13.78%。值得注意的是,美国几乎没有弃风,风电年利用小时数很高。据美国能源部统计,2012年美国平均弃风率仅为2.7%。据统计,2000年至2005年期间,美国风电场平均风电容量系数是30.3%2006年至2012年期间,美国风电场平均容量系数提高到了32.1%。许多新建风电场的年利用小时数都在3000以上,相比之下,2013年中国风电平均年利用小时数仅为2074,美国风电的年发电利用小时数比中国高45%以上。

二、新能源消纳难、并网难背后的技术及体制因素

造成我国新能源消纳难、并网难除了资源集中地区与电力消费地区不匹配的区域因素之外,还有技术因素和体制因素也是形成这一问题的主要诱因。

1、目前尚缺乏技术经济可行性较高的新能源储存及输送设施。建设高电压等级、远距离、大容量的外送通道,被认为是解决大规模新能源基地消纳问题的有效途径,但考虑到送出线路的利用效率,通道建设的经济性尚存疑问,且大规模新能源波动也会对受电端电网的安全运行带来影响。理论上,建设新能源外送通道仅仅改变了新能源的空间分布和利用,将局部地区的高新能源比例转变为更广大区域的低新能源比例,新能源的时间波动性并未改变,仍然需要其他能源电力支持,新能源在能源结构中的地位无法改变,因此对于优化调整能源结构的作用和意义并不大。

解决新能源消纳问题最直接的方案是采用储能技术,目前技术比较成熟并得到大规模应用的是抽水蓄能电站,但该储能方案对水源和工程应用场地有特殊要求,不利于大面积推广;其它储能技术方案,如电池储能等,由于成本太高或效率较低,虽然有示范项目投运,但距离大规模电网储能的商业应用尚有较大的距离。国家在解决“弃风限电”问题上做了各种尝试,例如在限电比较严重的地区建设“弃风供热”项目,但由于项目投入与产出比例失调,技术经济可行性较差而难以推广;有些地区采用风火替代交易的方式争取风电的上网电量,但由于利益补偿机制不透明,分配方案复杂,导致发电企业的积极性不高,效果未达预期。

2、利益关系没有理顺是造成新能源消纳难的体制因素。在当前电力体制下,对于发电企业来说,发电计划由电网公司制定,上网电价由物价部门核准,只要能够低成本按计划发电,就能保证企业的正常经营和发展。在新能源装机规模日益增长的环境中,新能源具有优先上网、调度的优势,火电企业往往被迫为新能源调峰,企业的利益得不到保证,形成“风火竞争”“光火竞争”的利益格局,尤其是在能源需求放缓时,这一问题尤为突出。近年随着制造业转型去产能,工业用电量转为负增长,电力市场需求显著放缓,大量的新能源电力要进入市场,意味着原有火电水电的份额要减少,风电与光电各处受限。无论是火电调峰,还是风火替代、光火替代交易,都反映出当前新能源发展困境中的体制性因素。因此,新能源目前的发展困境与其说是新能源自身特性造成,不如说是当前电力体制的弊端使然。

三、解决新能源消纳问题还需加快电力体制改革

从以上分析可知,要从根本上解决新能源消纳难题,需从加快技术创新和扫除体制障碍两个方面入手,只有建立起自由竞争的电力市场,通过市场机制的作用,理顺新能源与其他化石能源的利益关系,使二者结合起来,形成“风火互补”、“光火互补”,创造出有利于新能源发展的市场环境,才能从根本上突破新能源发展瓶颈,保证新能源的可持续发展。

一方面,应加快技术创新步伐,大力发展调峰电源。调峰电源是进一步促进新能源发展的重要前提条件,除了抽水蓄能电站以外,常见的调峰电源有水电站,燃气电站、纯凝式火电厂等。水电站具有较好的启停特性,但对于水电资源贫乏的三北地区用处不大;燃气电站具有良好的调节能力和调峰性能,但考虑到天然气供给、价格等因素,燃气电站的发展规模尚需深入研究;纯凝式火电厂具有一定的调峰能力,但存在煤耗增加、排放增加、设备磨损、寿命减少的不利影响,而且我国“三北”地区纯凝式火力发电机组比例小,冬季调峰能力严重不足。

以煤为主的能源资源禀赋特点决定了我国以煤电为主的电源结构,调峰电源还需以现有的火力发电厂为基础,结合技术创新,将火力发电厂改造为调峰电厂,使之能够适应电力系统负荷快速波动,具有良好调峰特性,同时又能够优化火电机组调峰煤耗,减少设备磨损,降低调峰排放,而且满足供热需求。根据火力发电厂的电力生产流程和特点,在燃煤锅炉和汽轮发电机之间增加一个高效热储能装置,用于缓冲调峰带来的能量波动,使锅炉运行在稳定工作点,保证煤耗和排放最优。对火电厂进行热储能技术改造,使之成为调峰电站,不仅是一种成本低、效率高、实用性强的解决电网调峰能力不足问题的解决方案,而且对于火电厂自身来说,调峰改造也有利于提高效率,降低成本,增加火电厂的市场竞争力。

另一方面,需加快电力体制改革,理顺新能源与其他化石能源的利益关系。要保证新能源的持续健康发展,需要从电力体制改革入手,从国家发布的《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》不难看出,新的电力体制改革主要是推进电力领域价格改革,推动供求双方直接交易,构建竞争性电力交易市场。在新的电力体制条件下,发电企业与用电方通过电力市场直接交易,发电企业的经营收入将主要依靠长、短期合同和实时电力平衡合同,调峰辅助服务市场将应运而生;在新能源装机比例高的地区,发电与用电不易匹配,电力峰谷差拉大,调峰需求越大,调峰服务的市场价值越高,具备较强调峰能力的电厂将获得巨大的调峰辅助服务收益,在市场竞争中占有优势。这样,常规能源与新能源的利益不再是矛盾关系,市场利益促使常规发电企业有动力为新能源调峰,使原先“风火竞争”转为“风火互补”,从而促进新能源的进一步发展。



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